Có khoảng 15 dự án nhiệt điện dừng triển khai hoặc không khả thi.
Thông tin này được ông Nguyễn Anh Tuấn, Hiệp hội Năng lượng Việt Nam chia sẻ tại hội thảo “Cơ chế, chính sách, giải pháp đảm bảo phát triển năng lượng bền vững tầm nhìn 2050” do Hiệp hội Năng lượng phối hợp với Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN), Tập đoàn Dầu khí việt Nam (PVN) và Tập đoàn Than - khoáng sản Việt Nam (TKV) tổ chức sáng 28/7.
Hàng chục dự án điện than chậm tiến độ
Ông Nguyễn Anh Tuấn cho biết, có 37 dự án nhiệt điện than với tổng công suất 35.112 MW đã phê duyệt trong Quy hoạch điện VIII điều chỉnh dự kiến vận hành trong giai 2016-2030.
Trong đó, có 12 dự án với tổng công suất 8.700 MW đã vận hành trong giai đoạn 2016-2030. Còn lại thiếu hụt 26.412 MW do chậm tiến độ.
Cụ thể, dự án nhiệt điện Sông Hậu 1 với công suất 1.200 MW dự kiến vào năm 2019 nhưng đến năm 2020 mới phát được một tổ máy 600 MW, sang tháng 5/2022 mới hoàn thành toàn bộ.
Dự án nhiệt điện Thái Bình II với công suất 1.200 MW dự kiến đưa vào hoạt động năm 2017-2018 nhưng đến năm 2022 mới hòa lưới tổ máy 1 và 27/4/2022 mới hoàn thành toàn bộ.
Dự án nhiệt điện Long Phú I công suất 1.200 MW dự kiến đưa vào hoạt động năm 2018-2019 nhưng khi đã hoàn thành xây dựng gần 78% thì bị dừng lại do nhà thầu Powermachine của Nga bị Mỹ cấm vận, đến nay chưa rõ khi nào dự án tái khởi động.
Dự án nhiệt điện Công Thanh công suất 600 MW dự kiến vào năm 2020, hiện đã dừng đầu tư, theo Quy hoạch điện VIII chuyển sang nguồn điện LNG.
Dự án nhiệt điện Na Dương II công suất 110 MW dự kiến đưa vào hoạt động năm 2019 nhưng chưa triển khai xây dựng.
Dự án An Khánh Bắc Giang 650 MW dự kiến đưa vào năm 2022-2023 nhưng hiện nay dự kiến lùi sang năm 2026. Dự án nhiệt điện Nam Định I BOT công suất 1.200 MW dự kiến hoạt động từ năm 2021-2022 nhưng hiện nay cũng ở tình trạng không có nguồn vốn, chưa đàm phán xong các thủ tục.
Ông Tuấn nhấn mạnh, tại miền Bắc có 6 dự án chậm chưa triển khai được, tổng công suất điện than bị thiếu hụt do 6 dự án này chậm là 4.200 MW, đây là nguyên nhân vì sao điện miền bắc thiếu như thời gian vừa qua.
Tại miền Trung, dự án Quảng Trạch I có công suất 1.200 MW dự kiến đưa vào hoạt động năm 2021 đã phải chuyển chủ đầu tư đang được xây dựng, dự kiến hoàn thành vào năm 2025. Còn dự án Quảng Trạch II đã bị loại bỏ trong Quy hoạch điện VIII.
Dự án Quảng Trị BOT- 1.200 MW dự kiến năm 2023-2024 hoạt động nhưng sau nhiều năm không triển khai đến nay chủ đầu tư Thái Lan đã xin dừng không phát triển.
Ngoài các dự án chậm tiến độ, còn có 15 dự án với tổng công suất 14.740 MW dừng triển khai hoặc không khả thi trong giai đoạn 2016-2030 gồm nhiệt điện Cẩm Phả III, nhiệt điện Rạng Đông, Nhiệt điện Hải Phòng III, nhiệt điện Vũng Áng III, nhiệt điện Long An I, nhiệt điện Tân Phước I&II, nhiệt điện Bạc Liêu, nhiệt điện Long Phú I&II.
 |
Thạc sỹ Nguyễn Anh Tuấn, Hiệp hội Năng lượng Việt Nam phát biểu tại hội thảo. Ảnh H.Y |
Dự án điện khí chậm tiến độ 12 năm
Ông Nguyễn Anh Tuấn cho biết, hầu hết các dự án điện khí quan trọng chậm tiến độ, trong đó dự án Ô Môn IV chậm hơn 12 năm.
Tổng công suất nguồn tua bin khí đã được Điều chỉnh Quy hoạch điện VII đưa vào vận hành trong giai đoạn 2016-2030 là 26.640 MW tương ứng 20 dự án. Về khí nội địa có 10 dự án với tổng công suất 8.740 MW, nhưng có 3 dự án quan trọng bị chậm tiến độ.
Thứ nhất, chuỗi khí- điện Lô B Ô Môn (3.750 MW) mới có Ô Môn I vào từ năm 2009, dự kiến đưa tua bin khí Ô Môn III vào từ năm 2012, sau điều chỉnh Quy hoạch điện VII lùi đến năm 2020, Ô Môn IV vào 2021 nhưng đến nay dự kiến đến năm 2026 mới có Ô Môn IV, chậm hơn 12 năm. Mới gần đây, EVN, chủ đầu tư của Ô Môn III và IV đã đề nghị chuyển giao hai dự án này sang PVN, như vậy thủ tục bàn giao sẽ kéo dài thêm chậm trễ.
Thứ hai, chuỗi khí điện Cá Voi Xanh cấp khí cho các nhà máy ở khu vực Chu Lai (Quảng Nam) và Dung Quất (Quảng Ngãi), tổng công suất 5 dự án nguồn điện là 3.750 MW, đã được phê duyệt trong Quy hoạch điện VI điều chỉnh, dự kiến đưa vào năm 2023-2024 nhưng đến nay chưa triển khai được bất kỳ khâu nào trong chuỗi nhiên liệu. Chuỗi dự án này đang bị đình trệ do kéo dài đàm phán với nhà thầu (mỏ khí, đường ống và nhà máy xử lý khí) ExxonMobil của Mỹ. Mặt khác, còn khó khăn về giải phóng mặt bằng tuyến ống trên bờ.
Thứ ba, chuỗi dự án cảng kho Nhà máy điện LNG Sơn Mỹ (4.500 MW) đã được Quy hoạch điện VII đưa vào năm 2018-2020, sau đó Quy hoạch điện VII điều chỉnh lùi sang 2023-2026. Các dự án nguồn điện Sơn Mỹ I và II đã phải đổi chủ đầu tư, nhưng đến nay vẫn đang lập điều chỉnh F/S, chưa triển khai được.
 |
Tại hội thảo các đại biểu cho rằng Quy hoạch điện VII điều chỉnh còn nhiều dự án thuộc ngành điện, dầu khí, công nghiệp than khoáng sản và các tập đoàn, công ty tư nhân đến nay chưa hoàn thành. Ảnh. H.Y |
Bài học rút ra để thực hiện Quy hoạch điện VIII hiệu quả
“Kiểm điểm giai đoạn 10 năm phát triển nguồn điện vừa qua, có thể thấy nguyên nhân chậm trễ, thậm chí không thể triển khai đầu tư xây dựng nhiều nguồn điện truyền thống do khó khăn đến từ huy động nguồn vốn, khó khăn về nguồn nhiên liệu do khả năng than trong nước không cung cấp đủ, các vướng mắc về quy định của pháp luật và khó khăn trong chỉ đạo điều hành. Ngoài ra, một vài chủ đầu tư còn triển khai cầm chừng, thay đổi đổi cổ đông, liên doanh hoặc năng lực kỹ thuật, tài chính yếu kém”, ông Nguyễn Anh Tuấn cho hay.
Theo ông, rút bài học kinh nghiệm từ Quy hoạch điện VII điều chỉnh để thực hiện Quy hoạch điện VIII hiệu quả, Bộ Công Thương cần thiết lập kế hoạch chi tiết 5 năm tới để triển khai các công tác, phân quy mô các nguồn năng lượng tái tạo từ vùng tới tỉnh, đảm bảo sớm lựa chọn được chủ đầu tư các dự án quan trọng, có biểu giám sát việc thực hiện đầu tư xây dựng nguồn và lưới đồng bộ.
Với các dự án nguồn điện quốc gia, cần thiết có chế độ giám sát nghiêm ngặt từ Chính phủ, Bộ Công Thương, không để xảy ra tình trạng dự án chậm nhiều năm. Với chuỗi khí điện Lô B Ô Môn và Cá Voi Xanh, các cấp thẩm quyền cần vào cuộc để chỉ đạo tháo gỡ vướng mắc nhằm tránh chậm trễ thêm nguồn điện khí nội địa, tăng cường an ninh và giảm phụ thuộc nhập khẩu.
Vốn đầu tư cho công trình điện lớn, ông Tuấn kiến nghị cần thiết huy động nguồn vốn trong và ngoài nước bằng cách xem xét bảo lãnh Chính phủ với một số dự án ưu tiên, điều chỉnh các cơ chế nhằm tránh rủi ro cho các nhà đầu tư BOT đã và đang đàm phán hợp đồng, với các dự án LNG sẽ có thể không còn áp dụng loại hình BOT, cần thiết có cơ chế mua điện phù hợp nhằm tránh rủi ro cho nhà đầu tư, nhất là nhà đầu tư nước ngoài, tạo điều kiện để nhà đầu tư tư nhân tham gia lưới truyền tải tại những khu vực không ảnh hưởng đến an ninh cung cấp điện, tại các đoạn đấu nối từ dự án nguồn điện đến điểm nhận của hệ thống.
Với các dự án điện khí hóa lỏng LNG, đây là loại hình thay thế điện than, cần thiết lập sớm kế hoạch chi tiết về địa điểm, chọn chủ đầu tư.
Để chọn được nhà thầu có đủ năng lực về vốn, tài chính, đội ngũ kỹ thuật, cần xây dựng cơ chế đấu thầu để đầu tư các dự án điện năng lượng tái tạo và sớm nghiên cứu ban hành cơ chế dịch vụ phụ trợ với các nguồn tích năng, lưu trữ, linh hoạt để hoạt động nguồn lực đầu tư các loại hình này, đảm bảo huy động các nguồn năng lượng tái tạo.
